高温高压含水凝析气相态特征研究

通过独立设计的含水凝析气相态测试方法,研究了含水凝析气相态特征及气态水对凝析气体系相态特征的影响。在高温、高压地层条件下,凝析气中气态水含量随压力的降低急剧增大,当压力降至7.5MPa时,气中的气态水含量高达539m3/104m3。气态水的存在使凝析气体系的露点压力降低了2.5MPa。随着定容衰竭过程地层压力的降低,地层水以气态形式被蒸发而进入凝析气中的含量不断增加,由于水相的强极性,气态水不但使凝析气中重质烃更多地发生反凝析,也使凝析气中较轻烃类组分发生反凝析。虽然气态水的存在降低了凝析气体系的露点压力,但是一旦突破露点压力,气态水明显地增大了反凝析液量,加重了凝析油的损失。定容衰竭实验结果表明,富含气态水的凝析气样反凝析液量大于无水凝析气样,含气态水的凝析气中凝析液的采出程度低于不含水的情况,并随压力降低,两组样品的反凝析液量和凝析液采出程度的差别越来越大。

关于烃-水体系相平衡研究的现状及新进展

随着天然气勘探开发的力度增大,一些特殊的如异常高温、高压、低渗透等气藏的不断涌现,并且所占的比例越来越大,含水的气藏、凝析气藏的相态研究成为一个急需解决的课题。国外近年来已开始重视含水烃类流体的相态研究,正成为气藏、凝析气藏地层流体相态研究与应用的热点,部分研究成果对现有常规油气藏烃类流体相态特征研究的理论和方法提出了挑战。从实验设备、研究机理和理论发展方向对国内外学者的最新研究动向和研究成果进行了分析,并在此基础上介绍了因此所开展的有关考虑气态地层水影响的凝析气藏烃类相态分析的一些研究工作,以期供今后的研究借鉴,指导气藏和凝析气藏的开发和开采。

考虑相变的凝析气井产能方程

凝析气井生产过程中,出现反凝析后储层表现为油气多相渗流特征,单相气井的产能方程已不适应凝析气井。在凝析气藏稳态理论基础上,建立了考虑相态变化的凝析气井多相流产能方程,在产能方程中引入油气两相拟压力函数,并可以计算凝析气藏中压力剖面,从而计算随压力分布的合理储层参数。结果表明,随地层压力的不断降低,由于凝析油的析出,降低了气相渗透率。考虑相变的凝析气井产能方程的计算结果小于单相气井的产能方程,并且差值不断增大。

注甲醇解除凝析气井反凝析污染的机理

用PR状态方程计算气相组分逸度,建立了含醇类的烃-醇体系气-液相平衡计算模型;为了描述醇类的极性,用正规溶液理论借助活度系数计算了液相组分逸度,模拟了烃-醇体系的相态变化特征,揭示了注甲醇解除凝析气井近井带反凝析污染的机理。研究表明,在实例凝析气样的原始温度和压力下,随注入凝析气体系中甲醇摩尔分数的增加,体系的露点显著降低;模拟注入不同摩尔分数甲醇的凝析气体系的等组分膨胀和定容衰竭过程,结果表明,随甲醇摩尔分数增加,等组分膨胀过程中凝析液饱和度不断降低;定容衰竭过程中的反凝析液量和凝析液粘度也明显降低;甲醇对凝析油产生有效的再蒸发作用,是一种有效的解除反凝析污染的溶剂。

运用气-液-液三相相平衡理论研究濮67气藏产水来源

濮67气藏非均质性严重,小断层发育,气水关系复杂。为了深入研究气藏产水来源,以水相为参考相,为描述水相的强极性,用活度和标准态逸度描述水相的逸度,建立含水凝析油气体系的气-液-液三相平衡的物质平衡和热力学模型,用建立的数学模型模拟濮气10井定容衰竭过程中凝析气饱和含水量。模拟结果表明,随压力降低,凝析气中含水量增加,在井口压力降至5MPa时,凝析气中含水量高达1.03m3/104m3,根据濮气10井的稳定产气量计算日产水量为1.7m3,结合2次投产层位的稳定产水量判断产水来源。结果表明,S4上产水来源于地层隙间水和束缚水,S4下存在较小的活动水体,能量不大,产水主要来源于地层水。研究结果为气藏水动态监测和产水来源判断提供了理论支持。

凝析气藏油气水三相PVT相态特征测试及分析

常规凝析油气体系PVT相态测试方法忽略了气态凝析水对凝析油气体系相态的影响,而国内外凝析气藏开发实践表明,气态凝析水对凝析油气体系相态特征的影响不应被忽略。为了更有效地指导凝析气藏的开发,必须建立考虑气态凝析水的凝析油气体系PVT相态测试和计算方法。探索设计了富含气态凝析水的凝析油气体系PVT相态测试方法,并与常规凝析油-气两相平衡体系的PVT测试结果进行了对比,分析了考虑气态水组分的存在对凝析油气体系相态的影响。

异常高压油(气)藏物质平衡新方法的应用评价

在前人研究的基础上,对一种异常高压油气藏地质储量计算及动态预测的物质平衡新方法进行了分析和应用。与传统物质平衡方法不同,它无需对流体组分、压力梯度、水侵以及定孔隙体积等作限制,尤其是考虑了挥发油和反凝析的影响。通过引入挥发油和凝析油气体系的相平衡计算,使这种方法不仅适用于一般油气藏,也适用于挥发油藏和异常高压凝析气藏的动态预测和储量计算。通过实例分析,证明了上述方法对异常高压凝析气藏的适应性和准确性。

凝析气藏气液两相渗流的高速流动效应研究

为了研究高速流动效应对凝析气藏渗流特征的影响,在凝析气藏不稳定渗流数学模型中引入非达西效应和毛细管数效应对相对渗透率的修正模型,并进行数值求解。研究表明,在较低的凝析油饱和度时,毛细管数效应起主要作用,对凝析油产生速度剥离效应,提高气相相对渗透率,而在较高的凝析油饱和度时,非达西效应对气相相对渗透率的负作用更加明显;油相相对渗透率对非达西效应不敏感,但随毛细管数增加而增加。考虑高速流动效应的储层径向上凝析油饱和度明显低于不考虑高速流动效应的情况,随日产气量的增加,近井带的毛细管数效应逐渐增强,远离近井带,非达西效应逐渐超过毛细管数效应,使得最大反凝析液饱和度区不断沿径向向外推进。

牙哈凝析油气田注气监测技术

牙哈凝析油气田是我国最大的实施循环注气开发的凝析气田,在注气开发过程中缺乏有效的注入气推进前缘动态检测技术。微地震技术通过检测注气过程中孔隙流体压力变化和微裂缝的张开与扩展时产生的微震波,利用摩尔—库仑理论和断裂力学准则描述注气过程中地层渗流场的变化,通过拾震器提取微波信号,然后转化成地层波速场,动态监测气驱前缘、注气波及范围、优势注气方向、注气波及区面积等。YH23-1-8井是塔里木油田第一口实施微地震注气前缘检测技术的注气井,对其监测结果进行解释,表明该井气驱前缘注气宽度为1km,气驱波及长度为2km,气驱波及面积为108.8×104m2,在平面上气驱前缘呈"菱形"分布。根据解释结果可以判断周围采气井的见效程度,为下一步调整注采参数提供了技术依据。

注采井网生产井含水率解析计算方法

研究了一种对注采井网水驱前缘突破前后流线分布和生产井含水率的解析计算方法。利用过渡平面和多重施瓦茨-柯里斯托弗变换建立注采井网单元的复势分布,据此描绘出不同时刻井网单元内流线分布。根据井网单元的流线分布特征来计算生产井含水率,得到注采井网水驱前缘突破后生产井含水率随时间和注水倍数变化曲线。含水率对流线条数敏感性分析结果显示,流线条数越少,含水率上升越快,并优选了流线条数方案。该解析方法可用于油藏工程中注采井网注采参数的解析计算。

凝析气藏水平井试井分析

受复杂的相态变化和流动特征影响,凝析气藏水平井试井分析一直是凝析气藏动态描述的难点。通过三维全组分模拟器,建立一个理想的均质等厚的凝析气藏水平井模型,设置长时间的压力降落和压力恢复测试序列,研究凝析气藏水平井测试期间的流动规律,为试井分析中的流动阶段识别和参数解释提供依据。研究表明,反凝析影响下的凝析气藏水平井典型试井曲线不同于理想的干气流动,反凝析造成的凝析油饱和度增加、气相相对渗透率降低和表皮系数的增加在试井曲线上一一对应,流动规律的认识验证了不同流动阶段在典型试井曲线上的反应。

高凝油油藏自流掺稀冷采新技术与实践

为解决高凝油油藏凝固点高、流动性差、常规技术开采经济效益低下等问题,采用井筒热传导、掺稀增液及降凝等技术,综合考虑地温、液量、掺稀比和生产制度等多种因素,形成了1套高凝油自流掺稀冷采新方法。结合矿场数据,对地层温度、液量、掺稀比及生产制度等参数在自流掺稀冷采过程中的敏感性进行了研究。结果表明:掺稀可以增加液量、提高原油温度,当液量大于60 m3/d时,便能保持较高的井口温度;掺入低凝油的比例超过60%时,混合原油的凝固点可大幅降低;动液面对温度损失的影响较大,当动液面低于1 000 m时,原油的井口温度可保持较高水平。在G油田的1口井中实施高凝油自流掺稀冷采开发技术,投产1年半以来,原来不具备开采条件的高凝油共计被采出3.16万m^3。因此,针对高凝油与低凝油共生油藏,通过控制液量、掺稀比例以及优化生产制度等措施,能够实现自流掺稀冷采。该研究成果对同类型油藏的开发具有较好的借鉴意义。

提高复杂断块油藏建模精度的方法与对策

复杂断块油藏较常规油藏建模的工作量及难度要大,由于缺乏对建模难点对策的系统剖析与引导,导致地质模型精度较多难以达到开发需求,严重影响了对油藏开发调整的决策。针对复杂断块油藏的地质特点和建模难点,从油藏建模的边界确定、速度模型转换、断层模型、层面模型、相和属性模型算法及约束方法等方面对建模的技术难点进行了剖析,对模拟方法选择、变差函数设置、砂体连通关系有效控制及干层或特低渗层的处理等难题提出了相应的解决对策,并根据不同开发阶段提出了合理的网格精度划分要求,系统提出并总结了各成果模型的验证方法,全面较好地解决了建模过程中的一系列难题,从而有效提高模型精度,为从事油藏地质建模的技术人员提供较好的指导。

基于层次分析法的海外断块油田群经济高效动用顺序优化

针对海外含众多断块的油田群经济高效动用顺序优化问题,运用层次分析法,考虑各个断块油藏关键技术经济指标,通过建立指标体系,构建层次分析模型,指标归一化,形成标准因子集,确定要素权重和计算综合因子等流程,可有效地对数量众多的断块进行定量评价,实现投产顺序的优先级排序。根据优化结果,考虑海外实际开发形势,还可划分出主力建产和接替稳产两部分。该方法对于海外其他类似分散多数量断块油田群的高效开发具有重要参考价值和借鉴意义。

水平井产能替代比模型研究与应用

在考虑水平井与定向井单井泄油面积差异对水平井产能影响的基础上,建立了新的替代比模型,通过迭代运算,评价了不同地质条件下的油层厚度、储集层非均质性及不同水平段长度的产能指标,计算出水平井产能与定向井产能的倍比关系,定量分析了上述3个主要因素对水平井产能的影响程度。利用该替代比模型可提高水平井产能研究精准度,由于油层厚度、储集层非均质性对水平井产能影响较大,非均质性小的薄储集层实施水平井优势明显。目前该方法已在A油田得到应用,实施的水平井实际产能与评价计算结果较接近,表明该方法可为水平井的优化部署决策提供量化指标,具有一定借鉴作用。

PPD曲线以及段塞流解释在测试资料解释中的应用

采用压力对时间的一阶导数方法,即PPD方法,可以帮助划分流动段、诊断压力曲线质量。测试中经常会遇到段塞流情况,其曲线不同于常规曲线规律。如果使用常规方法,难以得到较好的拟合解释结果,需要做特殊处理。结合测试解释中遇到的实际问题和常用试井解释软件,推导和讨论了PPD在辅助测试解释中的应用、段塞流在不同测试解释软件的解释方法的异同,以及解释过程中需要注意的事项等。

Goumeri油田录井资料解释与评价

尼日尔A地区Goumeri油田受复杂断层控制,存在多套油水系统,流体分布复杂多变,加之储集层物性纵、横向上非均质性强,给录井、测井资料解释和流体性质判别带来了困难。为此,对录井资料质量影响因素进行了分析,将钻井液等效循环密度与地层压力梯度当量钻井液密度之差作为液柱压差,与储集层单位厚度烃贡献值、气测全烃等进行交汇分析,揭示诸因素的影响程度,并指出合理降低钻井液密度是提高录井资料质量的关键。在此基础上,充分利用已试油资料进行检验,通过钻时与全烃、气体比值与全烃、储集层性质指数与流体性质指数进行交汇图评价和流体性质识别,最终建立适用于Goumeri油田的录井资料解释及评价标准,通过G8井应用实践检验符合率高、效果明显。